基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度方法与流程

本发明涉及电力系统分析技术领域，具体涉及一种基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度方法。

背景技术：

近年来，大力发展水电、风电和光伏等清洁能源已经成为国家能源规划的重要改革举措。截至2018年底，我国水电、风电、光电总装机容量及新增装机容量均居世界首位，清洁能源发展成就世界瞩目。然而由于风电、光伏等新能源发电功率的间歇性、波动性和反调峰特性，使得大规模并网时电力系统运行的不确定性显著增加，不仅为电力系统运行调度带来了新的挑战，同时导致了严重的弃水弃风和弃光问题，系统中不确定性电源规模的增加，使得系统对灵活性调节能力的需求越来越高。

我国目前现有相对固定、弹性较小的发电调度计划管理模式导致电力系统电源调峰能力没有充分发挥，且现有发电调度计划管理模式不利于清洁能源消纳。为了充分挖掘电力系统的调峰潜力，我国新能源消纳矛盾突出的省份陆续推出了调峰辅助服务市场。截至2019年3月，全国已有东北、华北、华东、甘肃、江苏、山东、山西、福建、新疆等10个区域(省)正式出台调峰辅助服务市场机制。

调峰辅助服务市场建设，主要目的是挖掘现有市场主体调峰潜力，引入市场机制调动各类电源调峰积极性，解决低谷调峰和低谷新能源消纳问题，同时通过市场机制引导电源灵活性调节能力提升，增加灵活电源装机比重，提高系统灵活性。通过风电、光伏、水电以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组向提供有偿调峰辅助服务的机组提供费用，不仅大大提高了常规火电机组提供调峰服务的积极性，也大大促进了系统对新能源的利用水平。但我国目前开展的调峰辅助服务市场在交易组织、出清方式和调度计划制定上没有与火电机组的日前发电计划制定进行有效衔接，导致无法保证系统总体效益最优。

在国外电力市场环境下，辅助服务主要包括调频、调压、运行备用、黑启动等，调峰不属于辅助服务的范畴，而是通过现货市场来满足的。在现货市场中通过价格信号来引导机组改变发电深度，从而达到调峰的目的。考虑到我国目前调峰市场和电能量市场还是两个独立的市场，因此这种方式无法直接应用到我国的电力系统调度运行中，在我国传统经济调度模型中，并没有考虑机组由于提供调峰备用而需要给其支付的费用，从而在考虑机组出力约束时也没有考虑机组提供调峰备用的影响，例如一个火电机组如果提供调峰服务的报价过高，则在制定该机组的发电计划时，应该尽量让该机组的最小发电计划高于该机组的有偿调峰补偿基准，现有的研究难以统筹考虑制定机组的调峰备用计划和发电计划，也难以保证系统支出的调峰辅助费用和电能量费用总和最少，不利于提高社会总体效益。

技术实现要素：

为了解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是提供了一种基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度方法，包括以下步骤：

s1、确定区域电网火电机组运行参数；

s2、建立基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度模型；其中，火电机组运行成本包括发电成本和调峰补偿成本；

s3、求解模型，确定并输出最优目标值。

在上述方法中，所述区域电网火电机组运行参数包括：

区域电网内部的主要传输断面限额、断面限制而导致的受阻地区、全网正/负备用需求水平、区域电网与外部电网之间联络线日前计划曲线、火电机组有偿调峰补偿标准、火电机组煤耗系数、区域日前负荷预测曲线、区域内新能源日前预测出力曲线、火电机组最大与最小技术出力水平、火电机组在1min内改变出力的最大速率、火电机组日前开关机序列。

在上述方法中，所述建立基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度模型具体如下：

(1)目标函数：

式中，为区域n中的火电机组j在时段t上的发电成本函数，为机组发电功率的二次函数；

为区域n中的火电机组j在时段t上提供的调峰补偿成本，为区域n中的火电机组j在时段t上提供正备用后需要获得的调峰服务成本；

为区域n中的火电机组j在时段t上提供负备用后需要获得的调峰服务成本；

其中，t为一天的调度时段数；n为区域数目；j为火电机组数目；m为火电机组调峰报价的分段数；aj,n为区域n中的火电机组j的二次项煤耗系数；bj,n为区域n中的火电机组j的一次项煤耗系数；cj,n为区域n中的火电机组j的常数项煤耗系数；为区域n中的火电机组j在时段t中的发电功率；表示区域n中的火电机组j在时段t上的开关机状态，为0-1离散变量，表示机组在该时段开机，反之在该时段关机；

为区域n中的火电机组j在第m个调峰补偿档位的补偿成本；为区域n中的火电机组j在时段t上提供正备用时在第m个调峰补偿档位的有偿调峰电量；为区域n中的火电机组j在时段t上提供负备用时在第m个调峰补偿档位的有偿调峰电量；

(2)模型约束条件包括但不限于：

区域负荷平衡约束、旋转备用约束、火电机组发电功率约束、火电机组备用容量约束、火电机组爬坡速率约束、火电机组有偿调峰容量约束、风电和光伏发电功率约束、区域间传输线路容量约束。

在上述方法中，所述火电机组有偿调峰容量约束：

其中，表示区域n中的火电机组j在第m个调峰报价档对应的负荷率上限；表示区域n中的火电机组j在第m个调峰报价档对应的负荷率下限；和为辅助变量；和为0-1离散变量，为辅助变量。

在上述方法中，通过最优线性逼近方法或分段线性逼近方法线性化火电机组发电成本函数。

在上述方法中，所述通过最优线性逼近方法线性化火电机组发电成本函数，具体如下式：

其中，线性化后的系数分别为

在上述方法中，通过引入辅助变量线性化所述火电机组有偿调峰容量约束条件。

在上述方法中，所述通过引入辅助变量线性化所述火电机组有偿调峰容量约束条件具体为：

(1)对变量进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

(2)对变量进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

(3)变量对进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

(4)对变量进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

结合式(31)-(42)，式(16)和式(21)可以分别改写为如下的形式：

线性化后的火电机组有偿调峰容量约束为：式(2)-(3)，式(5)-(8)，式(10)-(11)，式(16)-(29)。

本发明在市场规定的火电机组调峰补偿机制前提下，统筹考虑机组的发电成本和调峰补偿成本对机组发电计划的影响，以机组总的发电成本和调峰补偿成本最低为优化目标，统筹确定火电机组日前发电计划和调峰备用计划，实现了机组调峰备用计划和发电计划的统筹协调制定，可以有效衔接调峰辅助服务市场和电能量市场，使系统的调峰成本最少，提高社会总体效益，促进新能源消纳。

附图说明

图1为本发明提供的流程图；

图2为本发明案例中提供的全网日前24小时负荷预测曲线；

图3为本发明案例中提供的全网日前24小时风电出力预测曲线；

图4为本发明案例中提供的全网日前24小时光伏出力预测曲线。

具体实施方式

本发明主要针对火电机组发电计划和调峰备用计划没有统筹制定，不利于提高社会总体效益的问题，提出一种基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度方法，在市场规定的火电机组调峰补偿机制前提下，统筹考虑机组的发电成本和调峰补偿成本对机组发电计划的影响，以机组总的发电成本和调峰补偿成本最低为优化目标，考虑系统负荷平衡约束、旋转备用约束、火电机组发电功率约束、火电机组备用容量约束、火电机组爬坡速率约束和火电机组有偿调峰容量约束等约束条件，采用线性化方法，求解混合整数线性规划模型，统筹确定火电机组日前发电计划和调峰备用计划，实现了机组调峰备用计划和发电计划的统筹协调制定，可以有效衔接调峰辅助服务市场和电能量市场，使系统的调峰成本最少，提高社会总体效益，促进新能源消纳。下面结合具体实施方式和说明书附图对本发明做出详细的说明。

如图1所示，本发明提供了一种基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度方法，包括以下步骤：

s1、确定火电机组运行参数；主要包括：

在现有的电网区域和调峰辅助服务规则下，确定区域电网内部的主要传输断面限额、断面限制而导致的受阻地区、全网正/负备用需求水平、区域电网与外部电网之间联络线日前计划曲线、火电机组有偿调峰补偿标准、火电机组煤耗系数、区域日前负荷预测曲线、区域内新能源日前预测出力曲线、火电机组最大与最小技术出力水平、火电机组在1min内改变出力的最大速率、火电机组日前开关机序列及其他电源结构数据等。

火电机组煤耗系数包括：一次项煤耗系数、一次项煤耗系数和常数项煤耗系数；

火电机组有偿调峰补偿标准：各地区根据火电机组出力高低，划分呈多个调峰补偿档位，且各补偿档位的火电机组规划了对应的补偿范围；

区域内新能源日前预测出力曲线包括：风电出力预测曲线、光伏出力预测曲线；

s2、建立基于火电机组调峰能力报价的日前调峰资源优化调度模型；本实施例中，火电机组运行成本同时考虑到火电机组总的发电成本和调峰补偿成本，具体如下：

本实施例以系统中火电机组总的发电成本和调峰补偿成本最低为优化目标，建立混合整数非线性规划模型，如下：

(1)目标函数：

式中，为区域n中的火电机组j在时段t上的发电成本，为机组发电功率的二次函数；

为区域n中的火电机组j在时段t上提供的调峰补偿成本，为区域n中的火电机组j在时段t上提供正备用后需要获得的调峰服务成本；

为区域n中的火电机组j在时段t上提供负备用后需要获得的调峰服务成本；

其中，t为一天的调度时段数；n为区域数目；j为火电机组数目；m为火电机组调峰报价的分段数；aj,n为区域n中的火电机组j的二次项煤耗系数；bj,n为区域n中的火电机组j的一次项煤耗系数；cj,n为区域n中的火电机组j的常数项煤耗系数；为区域n中的火电机组j在时段t中的发电功率；表示区域n中的火电机组j在时段t上的开关机状态，为0-1离散变量，表示机组在该时段开机，反之在该时段关机；

为区域n中的火电机组j在第m个调峰补偿档位的补偿成本；为区域n中的火电机组j在时段t上提供正备用时在第m个调峰补偿档位的有偿调峰电量；为区域n中的火电机组j在时段t上提供负备用时在第m个调峰补偿档位的有偿调峰电量。

(2)模型约束条件包括但不限于区域负荷平衡约束、旋转备用约束、火电机组发电功率约束、火电机组备用容量约束、火电机组爬坡速率约束、火电机组有偿调峰容量约束、风电和光伏发电功率约束、区域间传输线路容量约束。在建立火电机组有偿调峰容量约束的时候，通过引入一系列辅助变量，可以得到火电机组在各个时段上需要支付费用补偿的有偿调峰容量。考虑到国内调度的实际情况，调度机构往往一周只会发布一次启停机指令，其余时间机组的启停机状态不会改变，因此常规火电机组在制定日前发电计划时通常不需要考虑启停，因此本模型中认为所有火电机组在次日的启停状态是确定的。

①、区域负荷平衡约束

其中，为区域n中的风电机组在时段t上的发电功率；为区域n中的光伏机组在时段t上的发电功率；为区域i在时段t上向区域n传输的功率；d^t,n为区域n中在时段t上的负荷需求；为区域n在时段t上向系统外部传输的功率。该约束表示各个区域内的负荷需求要时刻保持平衡。

②、旋转备用约束

其中，为系统在时段t上的正备用需求；为系统在时段t上的负备用需求；为区域n中的火电机组j在时段t上提供的正备用水平；为区域n中的火电机组j在时段t上提供的负备用水平。系统备用需求是由负荷和新能源出力预测误差引起的，上述两个式子分别满足系统上调峰和下调峰的需求。

③、火电机组发电功率约束

其中，为区域n中火电机组j的最小技术出力水平；为区域n中火电机组j的最大技术出力水平。

④、火电机组备用容量约束

其中，为区域n中的火电机组j在一个调度时段内发电功率的最大爬降速率；为区域n中的火电机组j在一个调度时段内发电功率的最大爬升速率；δt为一个调度时段的时间长度。上述式子表示给火电机组预留的正负备用容量要可以满足机组的可用容量约束和爬坡能力约束。

⑤、火电机组爬坡速率约束

上述式子表示在制定火电机组发电计划时，要保证火电机组发电功率在相邻两个时段上满足机组的爬坡速率约束。

⑥、火电机组有偿调峰容量

其中，表示区域n中的火电机组j在第m个调峰报价档对应的负荷率上限；表示区域n中的火电机组j在第m个调峰报价档对应的负荷率下限；和为辅助变量；和为0-1离散变量，也是辅助变量。该约束限制了火电机组j在每档的有偿调峰电量。

式(14)-(18)可确定区域n中的火电机组j在时段t上提供负备用后在第m档对应的有偿调峰服务容量的上下限，考虑到目标函数是求最小值，所以在第m档的有偿调峰服务容量会取下限值，即不会超过该档的最大有偿调峰服务容量，具体得到的有偿调峰容量如下所示：

1)如果则

2)如果则

3)如果则

式(19)-(23)可确定区域n中的火电机组j在时段t上提供正备用后在第m档对应的有偿调峰服务容量的上下限，考虑到目标函数是求最小值，所以在第m档的有偿调峰服务容量会取下限值，即不会超过该档的最大有偿调峰服务容量，具体得到的有偿调峰容量如下所示：

1)如果则

2)如果则

3)如果则

可以发现，在式(16)和(21)中，有离散变量和连续变量相乘的非线性项，为和关于这些非线性项的线性化方法后续将会给出。

⑦、风电、光伏发电功率约束

其中，为区域n中的风电机组在时段t上的预测出力水平；为区域n中的光伏机组在时段t上的预测出力水平。

⑧、区域间传输线路容量约束

其中，为区域i向区域n传输电力的最大安全容量。

s3、求解模型，确定并输出最优目标值；包括以下步骤：

s31、线性化目标函数；

目标函数中的非线性项主要是火电机组的发电成本函数，该函数是火电机组发电水平的二次函数，通过使用最优线性逼近方法或分段线性逼近方法，可以得到火电机组发电成本函数的最优线性表示形式；本实施例通过最优线性逼近方法线性化发电成本函数，具体如下式：

其中，线性化后的系数分别为

s32、线性化火电机组有偿调峰容量约束条件；

火电机组有偿调峰容量约束中，含有0-1离散变量与连续变量的乘积，为和通过引入辅助变量表示该非线性项(离散变量与连续变量的乘积)，可以将火电机组有偿调峰容量约束转化为一系列线性约束。下面将对这四个非线性项分别进行线性化，本实施例中，对火电机组有偿调峰容量约束进行线性化的方法有多种，凡是通过引入辅助变量来线性化该约束的方式，都应在发明保护范围内；具体如下：

(1)对变量进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

(2)对变量进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

(3)变量对进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

(4)对变量进行线性化

引入辅助变量和其中则该非线性项可以用下列线性约束来表示：

结合式(31)-(42)，式(16)和式(21)可以分别改写为如下的形式：

线性化后的火电机组有偿调峰容量约束为：式(14)-(15)，式(17)-(20)，式(22)-(23)，式(31)-(44)。

s33、求解模型并输出求解结果；包括最优目标值为系统中火电机组总的发电成本和调峰成本，决策变量为火电机组的发电计划和调峰备用计划；本实施例通过cplex商业软件求解模型。

下面通过具体案例说明上述实施例。

如下表1，表2，分别为案例系统内的火电机组参数及现有市场规定的火电机组有偿调峰补偿标准；

表1系统内的火电机组参数

表2、火电机组有偿调峰补偿机准

从补偿角度来看，辅助服务设置火电机组有偿调峰补偿基准，火电机组出力越低，其获得的相应补偿力度越高，表中负荷低于40％的机组其补偿范围在0.4-1元/kwh，负荷高于40％且低于补偿标准(50％)时，其补偿范围在0-0.4元/kwh之间。

在本案例中，所有火电机组在第一档的调峰报价均为0.4元/千瓦时，在第二档的调峰报价均为1元/千瓦时。

如图2-4所示，分别为全网日前24小时负荷预测曲线、全网日前24小时风电出力预测曲线和全网日前24小时光伏出力预测曲线；

本案例中，计算得到的火电机组总的发电成本和调峰补偿成本分别为4,218,240元和518,860元。火电机组的日前24小时发电计划、调峰正备用计划和调峰负备用计划分别如下表3、表4和表5所示。

表3火电机组日前24小时发电计划(mw)

表4火电机组调峰正备用计划(mw)

表5火电机组调峰负备用计划(mw)

本发明不局限于上述最佳实施方式，任何人应该得知在本发明的启示下作出的结构变化，凡是与本发明具有相同或相近的技术方案，均落入本发明的保护范围之内。